Фильтрационные эксперименты по исследованию воздействия жидкостей глушения на модель пласта выполнены с использованием минерализованных вод и кернового материала месторождений, продуктивные отложения которых приурочены к терригенным толщам нижнего карбона и девона, описанных в предыдущей части статьи. Эксперименты выполняли на фильтрационной установке с использованием водонасыщенных моделей пористых сред. Установка адаптирована для закачки жидкостей в прямом и обратном направлениях и позволяет поддерживать объемный расход закачки, пластовое и горное давления в широком диапазоне.
Основной целью исследования являлась оценка изменения проницаемости модели пласта при воздействии на нее различных жидкостей глушения. В качестве объекта исследований были отобраны образцы керна ТТД и ТТНК соответствующих месторождений.
Перед проведением экспериментов образцы экстрагировали, отмывали от солей и высушивали до постоянной массы, далее насыщали моделью пластовой воды (МПВ) методом вакуумирования [1].
В начале эксперимента в керновой модели создавались начальные пластовые термобарические условия, характерные для исследуемого объекта.
Исследование включало в себя следующие этапы:

1. Фильтрация пластовой воды с постоянным расходом в прямом направлении (от пласта к стволу скважины) до стабилизации перепада давления. Определение проницаемости модели по пластовой воде до закачки жидкости глушения (k₁).
2. Закачка жидкости глушения в обратном направлении (от пласта к стволу скважины) до стабилизации перепада давления, но не менее трех поровых объемов модели.
3. Технологическая выдержка в течение четырех часов.
4. Фильтрация пластовой воды с постоянным расходом в прямом направлении (от пласта к стволу скважины) до стабилизации перепада давления. Определение проницаемости модели по пластовой воде после закачки жидкости глушения (k₂).

Степень воздействия жидкости глушения на проницаемость оценивалась при помощи коэффициента восстановления проницаемости водонасыщенного керна по МПВ (kВП), который рассчитывали по формуле (1):

где k₁ — проницаемость породы по МПВ до фильтрации ЖГ, мкм²; k₂ — проницаемость породы по МПВ после фильтрации ЖГ, мкм².
Коэффициент восстановления проницаемости в данном случае является критерием оценки эффективности состава, и его более высокое значение свидетельствует о более эффективных технологических характеристиках в рассматриваемых условиях (табл. 1).

Установлено, что коэффициент восстановления проницаемости модели пласта после фильтрации жидкости глушения для некоторых месторождений (З-1, А-1, Т-1, С-1/2/3, М-1, У-1, К-2) не превысил 90 %, что подтверждает риски снижения проницаемости, описанные в предыдущих разделах.
Стоит отметить, что для некоторых объектов добычи, пластовая вода которых склонна к образованию солей при смешении с жидкостями глушения, снижение проницаемости незначительное, также наблюдается и обратная тенденция. Это объясняется тем, что методика расчета носит оценочный характер, и при наличии глинистых минералов вклад их набухания в снижение проницаемости выше, чем отложение солей. На рисунке 1 представлено сопоставление результатов расчета рисков образования солей по методике Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона с результатами физического моделирования. Для построения данной зависимости предварительно рассчитывали массу соли, образующейся в смеси «пластовая вода 25 % — жидкость глушения 75 %». Данное значение соответствует соотношению объемов указанных вод в ходе фильтрационного эксперимента.

Аппроксимация полученных данных для экспериментов, в которых присутствуют риски выпадения неорганических солей в заданном соотношении, показывает хорошую степень корреляции (R²=0,7272), из оценки также исключены глинистые образцы с содержанием глинистых минералов более 5 % (эксперименты №№ 1–3) (2):

где k_ВП — коэффициент восстановления проницаемости водонасыщенного керна по модели пластовой воды, %; m_scales — прогнозируемая масса солей, выпадающая из смеси пластовой воды и жидкости глушения, г/л.
Полученную зависимость можно использовать для предварительного подбора приоритетных объектов для лабораторных исследований по оптимизации жидкостей глушения. Наибольшую достоверность зависимость будет показывать для слабоглинистых песчаников (менее 5 % об.).
Исходя из полученных результатов, можно заключить, что для месторождений и соответствующих объектов №№ 1, 2, 3, 4, 10, 19 возможно применение в качестве модификатора стабилизаторов глин и гидрофобизаторов, для остальных объектов целесообразным будет применение ингибиторов солеотложений, или бескальциевых водно-солевых растворов, дополнительно обладающих стабилизирующими свойствами по отношению к глинам.

Введение специализированных поверхностно-активных веществ (ПАВ), обладающих свойствами гидрофобизировать поверхность породы и ингибировать набухание глинистых минералов, распространено при бурении, ремонтных работах, гидроразрыве пласта, заводнении и других ГТМ.
Принципы действия указанных реагентов могут быть основаны на механизмах катионного обмена, нейтрализации заряда, образования защитного слоя, водородного связывания, изменения смачиваемости и шероховатости поверхности породы [2–6]. В качестве ингибиторов набухания глин повсеместно применяются растворы хлоридов калия, натрия, аммония, причем многими авторами отмечается, что раствор хлорида калия является наиболее эффективным временным одновалентным стабилизатором глин, что обусловлено наименьшим размером иона калия (K+) по сравнению с другими ионами [7, 8]. Он может использоваться для создания растворов с плотностью до 1 115 кг/м³ и в качестве добавки в концентрации 2–7 % к технологическим жидкостям. Применительно к рассматриваемым объектам можно отметить низкое содержание ионов кальция в получаемых растворах, что благоприятно скажется на процессе глушения.
В качестве гидрофобизаторов для технологических жидкостей, используемых при ТКРС, известно применение кремнийорганических соединений, солей алифатических аминов, алкилбензолсульфонатов, четвертичных аммониевых солей, карбоксилатов этоксилированного изононилфенола и других анионных (АПАВ) и катионных ПАВ (КПАВ), а также их смесей.
В рамках данной работы рассмотрена замена и модификация минерализованных вод для объектов, показавших наименьшие значения коэффициента восстановления проницаемости в предыдущем разделе. В качестве перспективных жидкостей глушения выбраны растворы на основе хлорида калия плотностью 1 100 кг/см³ (концентрация 169,74 г/л) и пластовой воды, модифицированной реагентом на основе раствора КПАВ в пропиленгликоле. Дополнительно рассмотрена замена минерализованной воды, склонной к образованию неорганических солей, на воду из другого источника. Эксперименты выполнялись по методике, аналогичной представленной в предыдущем разделе.
Сводные результаты фильтрационных исследований с использованием жидкости глушения на основе хлорида калия представлены в таблице 2.

В результате установлено, что:

• для месторождений А-1 и К-2, на которых в качестве базового раствора используется ПВ «К», предпочтительным является введение в состав жидкости глушения модификатора на основе КПАВ;
• на месторождениях Т-1 и М-1 эффективным решением является применение в качестве жидкости глушения раствора хлорида калия;
• для месторождения З-1 оптимальным вариантом станет замена источника жидкости на ПВ «Ш», так как раствор хлорида калия не позволил существенно увеличить коэффициент восстановления проницаемости, что, возможно, связано с наличием в применяемой соли водорастворимых солей кальция.

Испытанные составы позволяют увеличить коэффициент восстановления проницаемости на 6,6–36,5 п.п. относительно вариантов с использованием базовых минерализованных пластовых вод.
Представляет практический интерес и сравнительный объем пластовой воды, прокачанный до стабилизации перепада давления, после фильтрации жидкости глушения, косвенно характеризующий сроки вывода скважины на режим после ремонта (рис. 2).

На основе полученных данных сделаны выводы, что растворы хлорида калия позволяют частично снять скин-эффект, возникающий из-за несовместимости жидкостей глушения с пластовыми водами и породой коллектора. Уменьшение объема закачки пластовой воды, необходимого для стабилизации перепада давления в ходе фильтрационного эксперимента, косвенно свидетельствует о возможности сокращения времени вывода скважины на режим (ВНР)
после производства ремонта. Для подтверждения полученных в ходе исследований результатов были проведены опытно-промышленные испытания альтернативных растворов глушения.

Испытания проведены на трех скважинах, эксплуатирующих продуктивные объекты ТТНК и ТТД.
Месторождение А-1. Смена глубиннонасосного оборудования (ГНО).
Скважина А-1-Х пробурена на объект Стул+боб+рад, введена в эксплуатацию в 1995 году с дебитом жидкости 9,7 м³/сут, нефти 6,6 т/сут и обводненностью 32 %. Перфорация выполнена в интервале 1 407,6–1 412,0 м. Среднее время ВНР — более 5 суток. Эксплуатируется при помощи электроцентробежного насоса (ЭЦН). Глушение перед ремонтом проведено обратной промывкой раствором на основе хлорида калия в объеме 30 м³. Скважина успешно заглушена. При проведении ремонта дополнительно использовано 20 м³ жидкости глушения.
Месторождение М-1. Оптимизация режима работы ГНО. Скважина М-1-Х пробурена на объект Стул+боб+рад, введена в эксплуатацию в 1985 году, получен приток безводной нефти с дебитом 3,4 т/сут. Перфорация выполнена в интервалах 1 420,0–1 421,6; 1 423,6–1 425,6; 1 434,4–1 437,1 м. Среднее время ВНР — более 7 суток. Эксплуатируется при помощи штангового глубинного
насоса (ШГН). Глушение перед ремонтом проведено обратной промывкой раствором на основе хлорида калия в объеме 24 м³. Скважина успешно заглушена. При проведении ремонта дополнительно использовано 15 м³ жидкости глушения.
Месторождение К-2. Ликвидация аварии с обрывом ГНО. Скважина К-2-Х пробурена на объект Dкын+паш, введена в эксплуатацию в 1996 году, получен приток безводной нефти с дебитом 10,7 т/сут. Перфорация выполнена в интервалах 2 074,0–2 081,8 м. Среднее время ВНР — более 18 суток. Эксплуатируется при помощи ШГН. Глушение перед ремонтом проведено обратной промывкой раствором на ПВ «К» с ПАВ. Скважина успешно заглушена. При проведении ремонта дополнительно использовано 25 м³ жидкости глушения.
Сравнение результатов представлено на рисунке 3.

Результаты подтверждают, что применение растворов хлорида калия и ПАВ в составе жидкости глушения позволяет не только снизить риски кольматации ПЗП и снижения продуктивности скважин при проведении ТКРС, но и сократить время выхода скважины на режим работы до проведения ремонта.